Tipos de Terminacion de Pozos

 

TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS Terminación de Pozos La terminación de un pozo es esencial para la productividad del mismo, ya que es la que comun comunica ica el yacim yacimien iento to con el pozo, pozo, por lo tanto tanto es muy importante seleccionar la terminación que de la mayor productividad debido a las diferentes características del yacimiento, y evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay disponible muchos tipos de termin ter minaci ación ón y cada cada una satisf satisface ace def defer erent entes es nec necesi esidad dades, es, por est este e motivo se da la clasicación siguiente  !erminación  !erminación en agu"er agu"ero o descubierto  !erminación  !erminación con agu"er agu"ero o revestido  !erminación  !erminación con tubería ranurada no cementada  !erminación  ! erminación sin tubería de pr producción oducción #tubingless$ •

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%.%.&.

Terminación en Agujero Descubiero

'n est esta ter termi mina naci ción ón la zona zona pr prod oduc ucto tora ra es perf perfor orad ada a desp despu( u(ss de ceme ce ment ntar ar la )l )lti tima ma tube tuberí ría a de rev eves esti timi mien ento to o line linerr en la ci cima ma de dell intervalo interv alo produ producto ctor, r, por lo tanto la pr produ oducci cción ón sale sale direct directame amente nte del yacimiento al pozo lo que causa ciertas venta"as y desventa"as al usar este tipo de terminación *enta"as •

'sta terminación es operacionalmente simple y de ba"o costo 'l +u"o hacia el pozo es a trav(s de los %- /uen acceso a las fracturas •

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0esventa"as •

'l en"arre puede afectar la productividad a menos que se lave la

 

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zona La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada 1o hay protección contra el colapso del pozo 1o se pueden aislar zonas 'sta terminación es para formaciones no deleznables #principalmente calizas y dolomías$ 2roblemas 2roblem as con los contactos gas3aceite y4o agua3aceite

La terminación de pozos en agu"ero descubierto se usa en una sola zona productora que adem5s este bien consolidada o con un m(todo de control de arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no haya proble pro blemas mas de con contac tacto to gas3ac gas3acei eite te y4o agua3 agua3 aceite aceite.. 2or lo genera generall se utiliza utili za en form formacione acioness de ba"a presió presión n donde el inte intervalo rvalo de aceite aceite es considerablemente grande.

Terminación con Agujero Re!esido 0espu(s que la zona productora es perfor ora ada, una tubería de revestim rev estimiento iento o line linerr es intr introduci oducida da y cementada cementada.. 2osteri 2osteriorme ormente nte se introducen pistolas las cuales son las que hacen el conducto entre el yacimiento y el po pozo. zo. 'stas pe perforaciones rforaciones deben de atravesar la tuberí tubería a de reves revestim timien iento, to, el cement cemento o y pr prefe efere rente nteme mente nte la zona zona invadi invadida da del

 

+uido de perforación, así se evitar5 que el +u"o de hidrocarburos pase por una zona dañada, por lo tanto no per"udicar5 su productividad. *enta"as • • • • • • •

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6osto menor a la terminación con agu"ero revestido 'l pozo queda en contacto directo con el yacimiento 'l +u"o es radial hacia el pozo a trav(s de los %- /uen acceso a las fracturas Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo 'l liner provee protección contra el colapso del pozo La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del intervalo productor 7e puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el liner y la formación

0esventa"as o

o o

'l en"arre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada 8ncrementa la dicultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo

 

9igura %.. !erminación con :gu"ero ;evestido

 

'sta terminación nos brinda una me"or selectividad entre intervalos y +uidos producidos, producidos, la )nica condición condición es es lograr una buen buena a cementación cementación entr en tre e el ya yaci cimi mien ento to y la tube tuberí ría a de re reve vest stim imie ient nto, o, ya que que si es esta ta es inadecuada pone en peligro la integridad del pozo. :ctualmente este tipo de terminación es el me"or y m5s usado, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones posteriores. 7e utiliza tambi(n en problemas de contacto gas3aceite y4o agua3aceite y4o cuando hay diferentes intervalos productores adem5s de que se pueden probar las zonas de inter(s.  !erminación  !erminación con ! !ubería ubería ;anurada no 6ementada 0espu(s de haber perforado el intervalo productor se introduce una tu tube berí ría a ra ranu nura rada da o li line nerr ra ranu nura rado do qu que e se an ancl cla a por por me medi dio o de un empacador cerca de laenzapata dedel la tubería deproductor. revestimiento por no lo general se encuentra la cima intervalo 'sta que tubería es cementada, esto quiere decir, que no se necesitan pistolas para perforar la zona productora. *enta"as < < < <

6o 6ost sto o men menor or a lla a ter termi minac nació ión n con con agu" agu"er ero o rrev eves esti tido do 'l po pozo zo qued queda ae en n ccon ontac tacto to di dirrec ecto to con con el el ya yaci cimi mien ento to 'l +u +u"o "o es ra radi dial al haci hacia a el el poz pozo o a ttra rav( v(ss de de los los %- %- /uen a accceso a lla as fracturas

< La Lassline ra ranu ras pr prov een ncció ccie iert rto co cont ntro l lde aren ar enam o oen el pozo pozo < 'l liner rnuras p pro rove vee eovee pro prote tecc ión noccon ontr tra arole el col colap apso soamie del deient l nto p poz ozo < La zzap apat ata a de lla a tu tube berí ría a de rev reves esti timi mien ento to p pue uede de col coloc ocar arse se en en la cim cima a del intervalo productor < 7e pu pued ede e pro prove veer er aisl aislam amie ient nto o de zo zona nass inst instal alan ando do em empa paca cado dorres entre el liner liner y la formación 0esventa"as < 'l e en" n"ar arrre pu pued ede e afe afect ctar ar la p prroduc oducti tivi vida dad d a men menos os que que se la lave ve lla a zona < La pr prod oduc ucci ción ón tien ene eq que ue pa por r imul ccual ualqu quie ier dañ añad ada amien < 8n 8ncr crem emen enta ta la ti di dicu cult ltad ad pasar ensar la po est estim ulac ació ión nr zzon yona ela frac frd actu tura rami ento to de dell pozo

 

'ste tipo de terminación nos permite aislar zonas del intervalo productor, inst in stal aland ando o em empa paca cador dores es en entr tre e el li line nerr ra ranu nurad rado o y la fo form rmac ació ión n así  podemos evitar problemas con los contactos o conicación de agua y4o gas. :dem5s de ser una terminación menos costosa que la terminación con agu"ero revestido tambi(n nos ahorra tiempo en poner en producción el pozo. Las desventa"as mencionadas anteriormente se pueden eliminar, #el en"arre puede eliminarse lavando bien la zona y el daño por +uidos de perforación puede eliminar es porelprocesos de estimulación$ la principal debilidad dese esta terminación fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene un buen control en los vol)menes e inyección de los +uidos para dichos tratamientos. 'sta 's ta te terrmina minaci ción ón en con" con"un unto to con con lo loss em empac pacad ador ores es hinc hinchab hable less nos nos proporcionan un m(todo efectivo y r5pido de producción, una de las venta"as es la reducción del daño a la formación, que se traducir5 en un aumento en el índice de productividad, ya que por medio del uso de los empa em paca cado dore ress hi hinc nchab hable less se elim elimin ina a la ce ceme ment ntac ació ión, n, y co con n la tube tuberí ría a ranurada se evitan los disparos hacia la formación. 'stos 'st os emp empaca acador dores es hin hinchab chable less tra traba" ba"an an por med medio io de la absor absorció ción n de hidrocarburos y4o agua, mediante un proceso termodin5mico en donde se presenta una atracción entre mol(culas, lo cual causa que la estructura molecular cambie, ocasionando que el aceite o agua forme parte de ella y e=panda su volumen. La función principal de estos empacadores "unto con esta terminación, es pr prop opor orci cion onar ar ai aisl slam amie ient nto o en entr tre e zo zona nas, s, do dond nde e se pued puede e evit evitar ar zona zonass fracturadas en las cuales se pueda producir agua, o simplemente aislar cont co ntac acto toss agu agua3a a3ace ceit ite e y4 y4o o gas gas3a 3ace ceit ite, e, real realiz izand ando o una una e= e=pl plot otac ació ión n selectiva.

 

Terminación sin Tuber"a de Producción #Tubing$ess% 'ste tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones antes mencionadas. 2ero a diferencia de las dem5s esta terminación se realiza como como su nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de hidr hidrocarburos ocarburos es por la tubería de revestimiento. *enta"as •

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6ostó inicial mucho menor que la terminación con agu"ero descubierto  !iempo menor menor para poner en producción el pozo 0esventa"as 0esventa"as 6orrosión en la !; 2oco eciente para controlar el pozo en caso de alg)n descontrol 0icultad para hacer reparaciones al pozo 0icultad para instalar alg)n sistema articial de producción

La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya que la producción +uye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo presenta alg)n componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el +u"o podría presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar fugas hacia otras formaciones lo cual disminuiría la producción e inclusive podría ocasionar la p(rdida del pozo.

 

>eneralmente este tipo de terminación se utiliza en yacimientos donde la vida del mismo es relativamente corta y el hidrocarburo es limpio.

Dis&aros La culminación de los traba"os de terminación en agu"ero revestido para obtener producción de hidrocarburos es la operación de disparos, la cual consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación pasando la zona de daño para establecer comunicación entre el pozo y los +uidos del yacimiento. La que correcta selección del sistema de disparos de importancia relevante ya de esto depender5 la productividad deles pozo y la disminución de intervenciones adicionales que implican altos costos.

Ti&os de Dis&aro •

Dis&aros de 'a$a

Las pistolas de bala de % &4?@ de di5metro o mayores se utilizan en form formac acio ione ness con con re resi sist sten enci cias as a la comp compre resi sión ón infe inferio riorr a ---- lb4, lb4, lo loss disparos con bala de % &4A@ o tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en

 

9ormaciones con resistencia a la compresión inferior ?--- lb4. La velocidad 9ormaciones y energía cuando el claro e=cede de -.B pg y la p(rdida en la penetración con un claro de & pg. 's apro= a pro=imadamente imadamente el ?B C de la penetración con unbala claro de -.Bdiseñarse pg y con un claro de ? pg la p(rdida es de %-C. Las pistolas a pueden para disparar selectiva o simult5neamente. simult5neamente .

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Dis&aros a C(orro

'ste tipo de disparo consiste en lanzar un chorro de partículas nas en forma de agu"a, a una velocidad de ?-,--- pies4seg y una presión estimada de B millones de lb4 sobre el blanco. 'sta fuerza e=cede por mucho la resistencia de la tubería de revestimi revestimiento, ento, el cemento, los esfuerzos de la roca y consecuentemente forma forma un t)nel con una longitud que depender5 del tipo de formación y pistola utilizada. 'l proceso de disparar a chorro consiste en que un detonador el(ctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón e=plosivo y el e=plosivo principal generando la alta presión y la e=pulsión a chorro de las partículas nas.

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Piso$as )idr*u$icas

Dna acción cortante se obtiene lanzando a chorro un +uido cargado de arena, a trav(s de un oricio, contra la tubería de revestimie revestimiento. nto. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de - a %-- lb4. La penetración puede incrementarse apreciablemente apreciablement e adicionando nitrógeno a la corriente del +uido. •

Coradores Mec*nicos

7e han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación. fo rmación.

Ti&os de Piso$as Dn sistema de disparo consiste de una colección de cargas e=plosivas, cordón detonante, estopín y portacargas. 'sta es una cadena e=plosiva que contiene una serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y se clasican de acuerdo al sistema de transporte cuando es ba"ado.

 

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Piso$as 'ajadas con Cab$e

'l sistema de 0isparo /a"ado con 6able #0/6$ 9 9ig. ig. %.E puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o despu(s de introducir introduci r la !.2 !.2.. La venta"a de efectuar el disparo previo a la introducción del apare"o es que se pueden emplear pistolas de di5metro m5s grande, generando un disparo m5s profundo. Los componentes e=plosivos son montados en un portacargas el cu5l puede ser un tubo, una l5mina ó un alambre.

 

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Piso$as bajadas con uber"a

'n el sistema de 0ispar 0isparo o /a"ado con !ubería #0/!$ 9i 9ig. g. %.&-, la pistola es ba"ada al intervalo de inter(s con tubería de traba"o. : diferenc diferencia ia de las pistolas ba"adas con cable, en este sistem sistema a solo se util utilizan izan portac portacarga argass entu entubado bados, s, adem adem5s 5s la operación de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cual favorece la t(cnica de disparos ba"o balance. 'l ob"etivo fundamental del sistema 0/! es crear agu"eros profundos profundos y grandes favorecien favoreciendo do la productividad del pozo. 'ste sistema sist ema tamb tambi(n i(n recomen omendado dadoía#sidelas cond condicio iciones nes mec5 mec5nica nicassla lo per permiten miten$ cuan cuando do se disp dispara araesenrec dobl doble e tuber tubería revesti revestimien miento, to, esto con nalid nalidad ad de$ generar una penetración adecuada del disparo.

+acores ,ue A-ecan $a Produci!idad de un Pozo Durane e$ Proceso de Per-oración . Terminación Los principales factores son • •

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9actores geom(tricos del disparo 2resión diferencial diferencial al momento del disparo.  !ipo pistolas por y cargas. car 0añode generado elgas. disparo. 0año causado por el +uido de la perforación.

 

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0año causado por el +uido de la terminación.

6omo se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la productividad del pozo pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. 2or lo tanto con el an5lisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo adecuado, se obtendr5 la m5=ima producción del pozo.

+$ujo a Tra!/s de Dis&aros0 0isparar es la m5s importante de todas las operaciones en la terminación de los pozos con tubería de revesti revestimiento. miento. 2 2ara ara evaluar y optimizar la producción y la recuperación de cada zona, es esencial obtener una comunicación adecuada, entre el fondo del pozo y las zonas de inter(s, así como un buen aislamiento a islamiento entre dichas zonas. :unque e=iste la tecnología necesaria para asegurar buenos disparos en la mayoría mayoría de los pozos, en muchas 5reas regularmente se tiende a obtener disparos decientes. Las tres causas m5s probables para la obtención de disparos decientes son &$ 0esconocimiento de los requerimientos para disparar óptimamente. ?$ 6on 6ontro troll ina inadec decuado uado del clar claro o #dista #distanci ncia a entr entre e la carga y la tuberí tubería a de revestimiento$, particularmente cuando se corren las pistolas a trav(s de la tubería de producción. %$ La pr5ctic pr5ctica a generali generalizada zada de prefer preferir ir reali realizar zar los dispar disparos os en función de su precio, en lugar de su calidad. 2ara disparar se utilizan principalmente, las pistolas de bala y las pistolas de chorro. 'studios realizados con varias pistolas, demuestran que con un claro de F a G de pulgada se tie tiene ne un di5metro de entrada del dispar disparo oy una penetración a)n mayor, que si estuviera la pistola pegada a la tubería de revestimiento. revestimiento. 7e ha demostrado que a mayor di5metro de la pistola, se tienen penetraciones mayores, porseleccionar eso hay que seleccionar la pistola de mayor di5metro posible. Hay que la pistola de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura en el pozo. 7e recomienda disparar siempre en condiciones de desbalanceo, es decir, que la presión de la formación sea mayor a la presión que genera la columna de +uido dentro del pozo, para que al disparar, el +u"o sea de la formación hacia el pozo y así evitar que se taponen los disparos con posibles residuos, para esto es recomendable utilizar +uidos de control de ba"a densidad dentro del pozo y no lodo que pueda dañar da ñar la formación. 'studios realizados, demuestran que cuatro perforaciones por pie #&% por metro$ dan una e=celente eciencia eciencia de +u"o, pero el ingeniero de campo tendr5 el criterio suciente para decidir si se requiere una mayor densidad de disparos, dependiendo del tipo de formación.

+acores 1eom/ricos de$ Dis&aro0

 

La geometría de los agu"eros hechos por las cargas e=plosivas en la formación in+uye en la relación de productividad del pozo y est5 denida por los factores geom(tricos. stos determinan la eciencia del +u"o en un pozo disparado y son • • • •

2enetración. 0ensidad de cargas por metro. metro. 9ase angular entre perforaciones. 0i5metro del agu"ero #del disparo$.

Itros factores geom(tricos que pueden ser importantes en casos especiales son penetración parcial, desviación del pozo, echados de la formación y radio de drena"e. La 9igura %.&& 8lustra los factores geom(tricos del sistema de disparo.

Parones de Per-oraciones . Tab$a de Piso$as Las guras %.&? y %.&% presentan los patrones de perforación así como los correspondientes 5ngulos de disparo. La tabla %.& representa los tipos de pistolas com)nmente utilizados así como sus propiedades y medidas.

 

Tuber"a Ranurada La tubería ranurada se fabrica partiendo de un tubo de acero, se mecaniza el pr produ oducto cto tal tallan lando do ra ranur nuras as pasant pasantes es lon longit gitudi udina nales les.. 7e los ide identi ntica ca por la

 

cantid cant idad ad de ranu ranura rass po porr pi pie, e, por por las las di dime mens nsio ione ness de (s (sta tass y su fo forrma y disposición. disposici ón. 2or lo general, la ranura se especica de acuerdo con el ancho y la longitud. Resisencia a$ Co$a&so de $as Tuber"as Ranuradas La capacidad de resistir cargas e=ternas de la tubería ranurada se resiente respecto del tubo intacto. :pro=imadamente, para conguraciones que posean una distribución uniforme uniforme de aberturas, el tubo ranurado se ve afectado por un factor teórico que reduce entre el &- y el A-C su capacidad de resistir colapso Resisencia a $a Tracción de $as Tuber"as Ranuradas 'l pr proc oceso eso de ra ranur nurado ado tam tambi( bi(n n dis dismin minuye uye la cap capaci acidad dad de re resis sistir tir car cargas gas a=iales de la tubería. La m5=ima tracción que se le puede aplicar a un tubo con ranuras verticales simples e intercaladas se da por la siguiente e=presión

0ónde J 6arga m5=ima a=ial, Klb J !en enssió ión n mínim nima de +u +ue enc ncia ia del mater ateriial, al, Kl Klb b4 D J 0i5metro e=terno de la tubería, Kpg d J 0i5metro interno de la tubería, Kpg J 1)mero de ranuras por pie Kadimensional W J :ncho de la ranura, Kpg T

M

Parones de Ranuras La 9igura %.&A representa los diferentes patrones de ranuras m5s comunes

 

C*$cu$o . Dise2o de $as Ranuras ;anura recta. 'ste es el tipo de ranura m5s com)n, tiene lados rectos y su ancho es el mismo en cualquier parte de la pared de la tubería, como lo muestra la 9igura %.&B. 'ste tipo de ranura es normalmente utilizado en formaciones consolidadas cuando espesor de ranura es mayor -.-%-@. Las ranuras rectasoson muy el resistentes al la desgaste y son m5sa económicas que las ranuras trapezoidales.

Ranura trapezoidal La ran ranura ura es est estrec recha ha en la cara superf superfici icial al de la tuber tubería ía e increm increment enta a el ancho ancho de la ranura con la profundidad del material de la tubería, como se muestra en la Figura 3.16. El ancho anc ho de la ran ranura ura en la cara super superfic ficial ial de la ranur ranura a impide impide el pas paso o de los gra granos nos de arena en una formación no consolidada.

 

En los tubos ranurados el rea de pasa!e generalmente utilizada es del 3 al 6" del rea lateral. Estos #alores son son deri#ados de la prcti prctica ca $ cambian de acuerdo con la e%periencia en cada zona. El es casos, el ms la utilizado, aun&ue en pozos gran caudal encuentran #alores ma$ores. En3" estos resistencia remanente dede la tubería es unsefactor importante a considerar. El rea de pasa!e lateral se define como el rea total de las ranuras entre el rea total de la tubería multiplicada por 1''. +$uidos de Terminación

'l +uido +uido de ter termi minac nación ión es aqu aquel el en el que se re reali aliza za la operaci operación ón de hac hacer er produci pro ducirr el pozo y si es el caso dond donde e se lleva a cabo los dispa disparos ros #est #estar5 ar5 en contacto con la formación$. 'ste +uido debe cumplir con la función de no afectar #o hacerlo lo mínimo posible$ la formación productora y mantener el control del pozo. Los +uidos de terminación pueden clasicarse de acuerdo en su constituyente principal #fase continua$ Fluidos de Terminación Base Agua (almueras) dentro de la industria son las ms utilizadas $a &ue causan un menor da*o a la formación $ se di#iden en tres grupos principalmente &ue son) 1+ Salmuera Sódica: se constitu$e principalmente de agua $ cloruro de sodio por  lo &ue aumenta ligeramente la densidad. Esta salmuera presenta un nulo poder  de arrastre debido a &ue no contiene sólidos en suspensión $ llega a ser  corrosi#a con la tubería. + Salmu igual al &ue la salmue salmuera ra sód sódica ica pre presen senta ta ba!a densidad densidad Salmuera era Cálci Cálcica: ca: al igu pero en esta salmuera el densificante es el cloruro de calcio, tambi-n llega a ser corrosi#a. 3+ Salmuera con Polímeros y Densificantes ) a es esta ta sa salm lmue uera ra se le agre agrega gan n

 

diferente difere ntess den densif sifica icante ntess $ #is #iscos cosifi ifican cantes tes por lo &ue es ms cos costos tosa a per pero o me!ora el control del pozo $ el arrastre.

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Fluido entonítico) /osee un gran poder de arrastre $ suspensión de sólidos debido a &ue se realiza con bentonita $ cloruros &ue tambi-n hace &ue presente un en!arre &ue e#ita &ue los fluidos se filtren a la formación $ sir#e para un ma$or  control del pozo aun&ue no es recomendable a temperaturas superiores a los 10' 2. Fluido bentonitapolímeroalta temperatura 4benpolat+) como su nombre lo indica se ocupa para altas temperaturas $ a diferencia del fluido bentonítico presenta un en!arre fino &ue es fcilmente la#able. Fluido 2romolignosulfonato Emulsionado) Los componentes de este tipo de fluido hacen &ue sea mu$ establ estable e a altas presi presiones ones $ tempe temperatura raturass aun&ue la filtración filtración del fluido puede da*ar la formación. Espumas) (us componentes hacen &ue este fluido reduzca mucho su densidad $ #iscosidad $ son utilizados principalmente para poner en producción el pozo.  5gua ulce) Este tipo de fluido de terminación no presenta presenta componente alguno por  lo &ue se utilizan para zonas de ba!a presión.

Fluidos de Terminación Base Aceite Este tipo de fluidos de terminación son ms costosos $ se utilizan generalmente cuando los fluidos base agua no se pueden usar, como por e!emplo cuando ha$ presencia de lutitas hidrófilas &ue se hinchan con presencia del agua $ causa problemas en el pozo. •

Emulsi Emul sión ón 7n 7n#e #ers rsa) a) sus sus comp compon onen ente tess ha hace cen n &u &ue e se sea a mu$ mu$ es esta tabl ble e a al alta tass temperaturas $ &ue no da*en la formación, tiene un amplio rango de densidad por  lo &ue se puede ocupar en pozos de ba!a o de alta presión.

Emulsión irecta) tambi-n es mu$ estable a altas temperaturas pero se utiliza en pozos de ba!a presión. Estimulación de Pozos •

La estimulación de un pozo consiste en la in$ección de fluidos de tratamiento a gastos $ pres presio ione ness por por deba! deba!o o de la pre presi sión ón de fr frac actu tura ra,, co con n la fina finalilida dad d de re remo mo#e #err el da da*o *o ocasionado por la in#asión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación $ terminación de pozos, o por otros factores durante la #ida producti#a del pozo. 8na estimulación es el proceso mediante el cual se restitu$e o se crea un sistema e%tensi#o de canales en la roca productora de un $acimiento &ue sir#en para facilitar el flu!o de fluidos de la formación al pozo. Es una acti#idad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de aceite $ gas, adems puede fa#orecer en la recuperación de las reser#as. ependiendo epend iendo del tipo de da*o presen presente te en la roca $ de la intera interacción cción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reacti#as $ reacti#as.

 

Tios de Da!o El da* da*o o a la forma formació ción n es la p-r p-rdid dida a de pro produc ducti# ti#idad idad 4o in$ in$ect ectabi abilid lidad+ ad+ par parcia ciall o tot total, al, natural o inducida, de un pozo, resultado del contacto de la roca con fluidos o materiales e%tra*os, o de un obturamiento de los canales permeables asociados con el proceso na natu tura rall de pro produ ducc cció ión. n. (e defi define ne como como cual cual&u &uie ierr fa fact ctor or &ue &ue af afec ecte te a la fo form rmac ació ión n reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos hacia el pozo. El da*o da*o a la form formac ació ión n pued puede e ser causa ausado do po porr pr proc oces esos os simpl imples es o com ompl ple! e!os os,, pres presen ent tnd ndose ose en cual cual&u &uie iera ra de las las et etap apas as de la #ida de un po pozo zo.. El pr proc oces eso o de la perforación del pozo es el primer $ &uiz el ms importante origen del da*o, el cual se agra#a con las operaciones de cementación de tuberías de re#estimiento, las operaciones de terminación $ reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La efic eficie ienc ncia ia de un tr trat atam amie ient nto o de es estitimu mula laci ción ón de depe pend nde e pr prin inci cipa palm lmen ente te de la caract car acteri erizac zación ión $ rem remoci oción ón del da* da*o o &ue res restri tringe nge la pro produc ducció ción. n. 9a 9ario rioss tipos tipos de da* da*o o pueden e%istir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo.  5 continuación se describen los tipos de da*o &ue se pueden presentar durante las diferentes operaciones &ue se realicen en un pozo petrolero)

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Da!o or "n#asión de Fluidos

Este tipo de da*o se origina por el contacto de fluidos e%tra*os con la formación, la fuente pri princi ncipal pal de est este e tipo tipo de da* da*o o es la perfo perforac ración ión mism misma, a, $a &ue el lodo lodo for forma ma un en!arr en!arre e debido a la filtración de fluidos a la formación $ su penetración depende del tipo de fluido utilizado, utili zado, tiempo de e%posición e%posición $ la presión diferencia diferencial.l. Esta in#as in#asión ión de fluid fluidos os genera cierto tipo de da*os como son) 1+ a*o por ar arcillas cillas)) la ma$o ma$oría ría de las fo formacio rmaciones nes prod productora uctorass conti contienen enen en meno menor  r  o ma$or cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente factores de da*o por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo &ue puede pro#ocar hinchamiento $:o migración. + lo lo&ueo &ueo de agua agua)) La in# in#asi asión ón de fluido fluidoss acuos acuosos os prop propici icia a &ue en la #ecind #ecindad ad del pozo ha$a una alta saturación de la misma, disminu$endo la permeabilidad relati#a a los hidrocarburos. 3+ lo lo&ueo &ueo de aceit aceite) e) 2ual& 2ual&uie uierr fluido fluido base acei aceite te &ue in#ada in#ada $aci $acimie miento ntoss de gas, espe especi cial alme ment nte e en zona zonass de ba!a ba!a perm permea eabi bililida dad, d, ca caus usar ara a reduc reducci cion ones es en la permeabilidad relati#a al gas. ;+ l lo& o&ue ueo o por por em emul ulsi sion ones es)) es estto suc uced ede e cu cuan ando do lo loss fl flui uido doss de in# n#as asió ión n se entremezcl entre mezclan an con llos os cont contenidos enidos e en n la fo formaci rmación. ón. Los ffiltra iltrados dos con con alto p< o cidos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta #iscosidad. =+ 2ambi 2ambio o de mo!abil mo!abilidad) idad) un med medio io poros poroso o mo!ado por ag agua ua facil facilita ita el flu! flu!o o de aceite aceite,, $ los fluid fluidos os de in#asi in#asión ón a la formac formación ión tienen la tendencia de mo!ar a la roca por  aceite debido al uso de surfactantes catiónicos o no iónicos lo cual repercute en

 

una disminución de la permeabilidad relati#a al aceite.

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Da!o or "n#asión de Sólidos

8no de los ms comunes tipo de da*o se debe al obturamiento del sistema poroso, caus causado ado por por los los comp compon onen ente tess sóli sólido doss de los los flui fluido doss de pe perf rfor orac ació ión, n, ce ceme ment ntac ació ión, n, terminación, reparación $ estimulación. Es Esto toss sóli sólido doss son son fo forz rzad ados os a tr tra# a#-s -s del del espa espaci cio o po poro roso so de la ro roca ca,, pr pro# o#oc ocand ando o un ob obtu tura rami mien ento to pa parc l o to tota tall al flu! flu!o o de los los flui fluido doss caus causan ando do un da da*o *o se#e se#ero ro en la permeabilidad dercia laialroca.

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Da!o Asociado a la Producción

La producción de los pozos propicia cambios de presión $ temperatura en o cerca de la #ecindad del pozo pro#ocando un dese&uilibrio de los fluidos agua, aceite $:o gas, con la consecuente conse cuente precipit precipitación ación $ depósi depósito to de los sólidos orgni orgnicos cos $:o inorg inorgnicos nicos,, genera generando ndo obturamiento de los canales porosos $ por lo tanto, da*o a la formación. >tra fuente com?n de da*o asociado con el flu!o de los fluidos de la formación es la migración de los finos, presen pre sentn tndose dose gen general eralmen mente te en for formac macion iones es poc poco o con consol solidad idadas as o mal cem cement entada adas, s, pro#ocando obturamiento de los canales porosos >tro tipo de da*o es el blo&ueo de agua o gas por su canalizac canalización ión o conif conificaci icación, ón, pro#ocand pro#ocando o una reducción en la producci producción ón del aceite e incluso de!ando de aportar al pozo. 7ndependientemente del origen o la naturaleza del da*o, este afecta el patrón de flu!o natural de los fluidos en la formación. Los da*os &ue tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema rocafluidos, los podemos agrupar en tres tipos bsicos)

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Da!o a la Permea$ilidad A$soluta

En este tipo de da*o las partículas $ materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación $a sea por) 1+ + 3+ ;+

La pres presencia encia de fin finos os $ a arcilla rcillass de lla a prop propia ia for formació mación. n. (ólido (ólidoss de llos os flu fluidos idos de perfo perforació ración n o de te terminac rminación. ión. 7ncru 7ncrustac staciones iones de d depósi epósitos tos org orgnico nicoss 4asf 4asfltenos ltenos o parafi parafinas+. nas+. epós epósitos itos comple comple!os !os de or orgnico gnicoss e inorgnicos inorgnicos..

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Cam$ios en la Permea$ilidad %elati#a

Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, -stos -st os se deb deben en a cam cambio bioss a la mo!ab mo!abili ilidad dad al ace aceite ite en una formació formación n pro produc ductor tora a de hidr hidroc ocar arbu buro ross mo mo!a !ada da al ag agua ua $: $:o o por por camb cambio ioss en la sa satu tura raci ción ón de flflui uido dos, s, debi debido do a tratamientos pre#ios, por un traba!o de reparación, etc.

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Alteración de la #iscosidad

El incremento de la #iscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones,

 

polímeros, etc. $ esto dificulta el flu!o de fluidos. ependiendo del tipo $ caracterización del da*o, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas) 1+ Es Estitimu mula laci ción ón mat matri rici cial al + Estim Estimulació ulación n por frac fracturam turamiento iento hidru hidrulico lico La dife difere renc ncia ia en entr tre e esto estoss do doss tipo tiposs de esti estimu mula laci ción ón re reca cae e en el ga gast sto o $ pr pres esió ión n de in$ecc in$ ección ión.. Las est estimu imulac lacion iones es mat matric ricial iales es se car caract acteri erizan zan por gasto gasto $ presio presiones nes de in$ección deba!o degastos la presión de fractura de la roca,superiores mientras &ue fracturamientos hidrulicosporse utilizan $ presiones de in$ección a la los presión de fractura de la roca.

Estimulación &atricial Lo Loss proc proced edim imie ient ntos os de la esti estimu mula laci ción ón ma matr tric icia iall so son n ca carac racte teri riza zado doss por por gast gastos os de in$ecciones a presiones por deba!o de la presión de fractura, esto permitir una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del da*o en las inmediaciones del pozo. poz o. ep epend endien iendo do de la inter interacc acción ión de los fluid fluidos os de est estimu imulac lación ión $ el tipo tipo de da*o presente en la roca, se di#ide en dos grandes grupos) • •

Estimulación matricial no reacti#a Estimulación matricial reacti#a

Estimulación &atricial 'o %eacti#a (on a&u a&uell ellas as don donde de los fluidos fluidos de tra tratam tamien iento to no rea reacci cciona onan n &uí &uímic micame amente nte con los materiales materi ales sólidos de la formación. Los fluido fluidoss com?n com?nmente mente empleados son soluciones soluciones acuosas u oleosas, alcoholes o sol#entes mutuos $ un agente acti#o siendo el surfactante el ms utilizado. Los principales da*os &ue remue#e esta estimulación son) 1+ + 3+ ;+

2a 2amb mbio io e en n la mo mo!a !abil bilida idad d lo lo&ue &ueo o por a agua gua a acei ceite te o em emuls ulsion iones es a*o po porr depos depositació itación n de mate material rial org orgnico nico 44asfl asfltenos tenos $ p parafi arafinas+ nas+ lo lo&ueo &ueo por in# in#asi asión ón d de e ffino inoss

Estimulación &atricial %eacti#a (on a&u a&uell ellas as don donde de los fluido fluidoss de tra tratam tamien iento to rea reacci ccionan onan &uímic &uímicame amente nte disol# disol#ien iendo do materiales sólidos de in#asión $ de la misma roca. Los cidos com?nmente utilizados son)

 

2on e%cepción del cido fluorhídrico &ue sir#e para disol#er minerales sílicos 4como arenas o areniscas+, los dems cidos se utilizan para estimular formaciones calcreas.

Estimulación or Fracturamiento (idráulico El fracturamiento hidrulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fl flui uido do es apli aplica cado do a la ro roca ca del del $aci $acimi mien ento to ha hast sta a &u &ue e oc ocur urre re un una a fa fallla o fr frac actu tura ra,, generalmente general mente conocid conocido o como rompimi rompimiento ento de forma formación. ción. 5l mantener la presión del fluido hace hac e &ue la fra fractu ctura ra se pro propag pague ue des desde de el punto de rom rompim pimien iento to de la roca creando creando un canal de flu!o &ue pro#ee un rea adicional de drene. 5l fluido utilizado para transmitir la presión hidrulica se le conoce como fluido fracturante

. E%isten E%ist en dos tipos de fracturam fracturamiento iento hidrulic hidrulico o en base al fluid fluido o frac fracturant turante e utili utilizado, zado, los

 

cuales son) Fracturamiento cido Fracturamiento con apuntalante •

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Lo Loss prin princi cipi pios os b bsi sico coss $ ob!e ob!etiti#o #oss de un fr frac actu tura rami mien ento to c cid ido o so son n simi simila lares res &u &ue e el fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la meta es crear una fractura conducti#a con longitud suficiente &ue permita ms rea de drene efecti#a del $acimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conducti#o. En el tratamiento apuntalado, la arena u otro agente apuntalante es colocado dentro de la fractura para pre#enir el cierre cuando la presión es retirada. 8n tratamiento cido generalmente no emplea agente apuntalante, pero el cido gra#a la cara de fractura para dar la conducti#idad re&uerida. 2omo resultado el cido es limitado a forma formaciones ciones carb carbonatad onatadas. as. Es rarament raramente e utilizado en tratami tratamiento ento para arenas, debido a &ue aun inclu$ inclu$endo endo el cido fluorhídri fluorhídrico, co, no tiene un gra#ado adecuado de cara de fractura. La finalidad de un frac fracturamiento turamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flu!o &ue faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formación o #ice#ersa. Este tipo de tratamiento se utiliza bsicamente en) 1+Formaciones de ba!a permeabilidad + /ermi /ermitir tir &ue los ffluidos luidos p produci roducidos dos o in$e in$ectado ctadoss atra#i atra#iesen esen un da*o pro profundo fundo 3+ En el cam campo po de la recu recuper peraci ación ón secun secundar daria ia para el me!or me!orami amient ento o del índice índice de in$ecti#id in$ec ti#idad ad del pozo $ la creaci creación ón de canale canaless de flu!o de alta conducti# conducti#idad idad en el rea de drene del pozo productor 

Fracturamiento )cido El fracturamiento cido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el cido, generalmente cido clorhídrico es in$ectado a una formación carbonatada a una presión suficiente sufic iente fractura fracturar r la misma abrir fractu fracturas ras naturaleslae%is e%istentes tentes. cido a lo largo de lapara fractura de una maneraono uniforme disol#iendo roca en la. El cara de laflu$e misma, la longitud de la fractura depende de el #olumen del cido, el ritmo de reacción de este $ de las p-rdidas de filtrado en la formación. En un fracturamiento cido generalmente se in$ecta un fluido altamente #iscoso como colchón para generar la fractura $ mantenerla abierta durante todo el tratamiento seguido del cido &ue reacciona con la formación creando un ancho gra#ado $ finalmente un fluido para desplazar el cido dentro de la fractura. La efecti#idad de este tipo de tratamiento la determina la longitud de fractura gra#ada. El uso de #arios modelos de fracturamiento para la estimul estimulaci ación ón de poz pozos os se ha con con#er #ertid tido o en un pro proced cedimi imient ento o com?n com?n dentr dentro o de la industria indust ria de aceit aceite e $ gas. Los tratamie tratamientos ntos de frac fracturam turamiento iento son realiz realizados ados en los pozos con potencial potencial #ar #arian iante te par para a a$udar a$udar a inc increm rement entar ar la pro produc ducció ción n $ red reduci ucirr las caí caídas das de presió pre sión n en la car cara a de la for formac mación ión.. @uc @uchas has for formac macion iones es de car carbon bonato atoss &ue prod produce ucen n hidrocarburos son com?nmente estimuladas por fracturamiento cido $ el uso de estme!ora la produc producción ción haci-ndol haci-ndolo o un proceso efect efecti#o. i#o. @uchos autores han in#estigado in#estigado los

 

factores factor es &ue afe afecta ctan n el inc increm rement ento o de la pro produc ducció ción n de un poz pozo o fractu fracturad rado, o, inclu$ inclu$endo endo sistemas de cido especial $ t-cnicas de colocación, etc. (in embrago, para alcanzar un tratamiento de fracturamiento cido e%itoso, tres temas fundamentales deben tomarse en cuenta) 41+ control de reacti#idad, 4+ control de p-rdida de fluido $ 43+ generación de conducti#idad. El deseo para el incremento de la producción es actualmente una necesidad para optimizar  los dise*os dise*os de tratamien tratamiento to $ la predicción predicción de cuanto increm incremento ento podrí podría a tenerse. >tra >trass incógnitas en el dise*o de un fracturamiento cido es la distancia de penetración de cido en la fractura, la conducti#idad creada para el cido 4$ su distribución a lo largo de est+, $ el resul resultado tado producti# producti#o o de un fract fracturamie uramiento nto cido en el pozo. onde el frac fracturami turamiento ento cido debe #erse como un signi significado ficado altern alternati#o ati#o de crear una fract fractura ura conducti# conducti#a a en una formac for mación ión de hid hidroc rocarb arburo uros, s, una com compar paraci ación ón con un fra fractu cturam ramien iento to apunta apuntalan lante te se debería hacer generalmente cuando se planea un posible tratamiento de fracturamiento cido.

Control de %eacti#idad. El primer tema fundamental es el control de reacti#idad. La disolución del carbonato es medi me dian ante te la cual cual la cond conduc ucti ti#i #ida dad d es gene genera rada da.. La di diso solu luci ción ón es cont contro rola lada da po porr la reacti#idad, la cual es afectada por la composición $ temperatura de los carbonatos. 8n mal entendido de la reacti#idad de!a la posibilidad de elegir un fluido &ue es inapropiado para las condiciones $acimiento. tro tema fundamental en el -%ito de tratamiento de fracturamiento cido es la generación de una conducti#idad 4 + aceptable. 8n control apropiado de reacti#idad $ control apropiado de p-rdida de fluidos son prerre&uisitos para obtener una buena conducti#idad. En el frac fractu tura rami mien ento to cid cido, o, la co cond nduc uctiti#i #idad dad de la fr frac actu tura ra es gene genera rada da po porr un una a di diso solu luci ción ón heterog-nea de roca en la cara de la formación. Este proceso es referido a un Cgrabado diferencial difere ncialD. D. Los dos facto factores res primarios &ue tiene influencia influencia en la conducti#idad conducti#idad resultante son la can cantid tidad ad de roc roca a rem remo#i o#ida da $ el pat patrón rón de e%t e%trac racció ción n de roc roca. a. @ient @ientras ras &ue los parmetros cin-ticos gobiernan la cantidad de roca remo#ida en el segmento de grabado de la fractura, las características de la formación dominan la conducti#idad resultante del proces pro ceso o de aci acidif difica icació ción. n. La com compos posici ición ón min minera eralógi lógica ca de una for formac mación ión tiene tiene gra gran n influencia en los propios resultados resultados de la conduc conducti#idad, ti#idad, debido a &ue el pat patrón rón de grabado es una resul resultante tante direct directa a del grado de hetero heterogeneida geneidad d en la cara de la fractura fractura.. 2ual&uier  caract car acterí erísti stica ca de la roc roca a &ue con contri tribu$ bu$a a a la het hetero erogen geneid eidad ad en la for formac mación ión ser ser  una me!ora de grabado diferencial. diferencial. La compo composició sición n física $ &uími &uímica ca de la roca de forma formación ción tendr influencia en los rangos de reacción de cido como resultado, algunas reas sern disueltas mucho ms grandes &ue otras. 8na #ez &ue el grabado diferencial es alcanzado, la du dure reza za de la fo form rmac ació ión n $ el esfu esfuer erzo zo de cier cierre re de fr frac actu tura ra te tend ndr rn n in inflflue uenc ncia ia en la conduc con ducti# ti#ida idad d res result ultant ante. e. 2om 2omo o en las fra fractu cturas ras con susten sustentan tantes tes,, la con conduc ducti# ti#ida idad d del grabado grabad o de una fract fractura ura decrece conforme el esfue esfuerzo rzo de cierre incrementa. incrementa. La magnitud magnitud de la reducción de la conducti#idad depende de la dureza de la formación $ del radio del rea soportada por el rea de grabado. /ara alcanzar el grabado diferencial, e%isten muchas t-cnicas disponibles. 8na de las &ue se usa es la estim estimulaci ulación ón de pozo, media mediante nte el bombeo de un tapón de fluido #iscoso por  delante del cido $ por detrs de este un fluido opcional no #iscoso. 2onforme el tapón #iscoso es bombeado, este genera una geometría de fractura, Fig. 3.1. ebido al cido &ue sigue es menos #iscoso, estos estos CdedosD pasan por el tapón #iscoso. Este proceso limita el contacto contacto del ci cido do con la car cara a de la form formaci ación, ón, lo cual crea rea reass con grabado grabado $ sin grabado. Este proceso resulta en largas distancias de penetración de cido $ posiblemente una efecti# efecti#ida idad d de condu conducti cti#id #idad ad ma$or en una gran dist distanc ancia ia a lo largo largo de la frac fractur tura a

 

inducida. induci da. La aci acidif difica icació ción n de fra fractu ctura ra cer cerrada rada 42F 42F5 5 por sus sig siglas las en ing ingles les+, +, pue puede de cons consid idera erars rse e una una tt-cn cnic ica a pa para ra me me!o !ora rarr la cond conduc uctiti#i #ida dad d de una una fr frac actu tura ra.. La tt-cn cnic ica a bsicamente implica implica el bombeo de cido en gastos por deba!o de la presión de reapertura de fractura, a tra#-s de fracturas pre#iamente creadas. El cido seguir el camino de menor  resi resist sten enci cia, a, sele selecc ccio iona nado do solo solo el grab grabad ado o con con un una a po porc rció ión n de la ca cara ra de la fr frac actu tura ra $ creando patrones ms profundos de grabado &ue podrían normalmente ser alcanzados usando procedimientos de grabado con#encionales.

>tra man >tra manera era par para a pre predec decir ir la con conduc ducti# ti#ida idad d de la fra fractu ctura ra es emp empíri írica. ca. /ri /rimer mero, o, basada basada sobre la distribución distribución de cido dentro en la fractu fractura, ra, la canti cantidad dad de roca disuelta disuelta en función de la posi posici ción ón a lo largo largo de la fr frac actu tura ra es calc calcul ulada ada.. /ost /oster erio iorm rmen ente te un una a co corr rrel elaci ación ón empírica es usada para calcular la conducti#idad de la fractura basada sobre la cantidad de roc roca a dis disuel uelta. ta. Fin Finalm alment ente, e, la con conduc ducti# ti#ida idad d usu usualm alment ente e #aría #aría signif significa icati# ti#ame amente nte a lo largo de la fractur fractura, a, un proces proceso o es utilizado para obtener un promed promedio io de condu conducti#i cti#idad dad para la fractura entera. e los m-todos para la predicción de conducti#idad de frac fracturas turas de un fracturamiento fracturamiento cido no se puede esperar una gran e%acti e%actitud. tud. /or medic mediciones iones de la conducti#idad efecti#a en el campo usando pruebas de presión, se pueden calibrar estas mediciones.

 

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